雷兆豐,王 力,李 輝
(中國石油長慶油田分公司第六采油廠,陜西西安 710200)
研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡,從北向南發(fā)育兩排鼻狀隆起,各層間繼承性好,屬湖泊相三角洲沉積體系,主要儲集砂體為水下分流河道,儲層巖性以灰色、灰綠色極細(xì)~細(xì)粒、細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖為主,含少量長石質(zhì)巖屑砂巖。研究區(qū)主力開采層位為長4+5層,可分為長4+51和長4+52兩個油層組,主要含油層系為長4+52層,油層有效厚度為11.3 m。平均孔隙度11.7%,平均滲透率 0.69×10-3μm2,含油飽和度 50.0%,屬低孔、特低滲油藏。油藏不發(fā)育邊底水,原始驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)。受成巖作用和沉積作用雙重影響,層內(nèi)連續(xù)性差,隔夾層發(fā)育,層間、層內(nèi)非均質(zhì)強(qiáng)[1]。
該區(qū)于2007年投入開發(fā),連續(xù)三年,產(chǎn)量快速攀升;之后通過精細(xì)分層注水、完善注采對應(yīng)關(guān)系等工作,油藏高效開發(fā);隨著開發(fā)時間增長,油藏開發(fā)矛盾初顯,部分油井見水,油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)變差;為提高采油速度,區(qū)塊進(jìn)入加密調(diào)整期,水驅(qū)狀況變差、多方向見水的開發(fā)矛盾更加突出,通過實施長周期連片調(diào)驅(qū),水驅(qū)效果得到改善[2-5]。
2.1.1 見水井逐年增多,見水周期較長 該區(qū)目前高含水井(≥80%)比例達(dá)到21.0%,油藏進(jìn)入中含水期。隨著進(jìn)一步注水開發(fā),油井見水井?dāng)?shù)逐年增加且呈多方向見水,見水方向及層位難以判斷,水驅(qū)開發(fā)效果變差,該區(qū)目前見水井占油井開井?dāng)?shù)的37.5%,無明顯優(yōu)勢見水周期,平均見水周期37個月。
2.1.2 多方向見水,見水類型以孔隙型為主 該區(qū)天然裂縫不發(fā)育,受儲層非均質(zhì)性影響,局部高滲透帶是油井見水的主要因素。主要見水方向為NE45°、NE75°、近東-西向三種,其中NE45°方向見水井最多。區(qū)塊注水井示蹤劑測試結(jié)果顯示,水線推進(jìn)速度差異大,且呈多方向性。
油藏水驅(qū)狀況逐年變差,目前水驅(qū)儲量動用程度58.7%;受非均質(zhì)性影響,縱向主力層長4+521層水驅(qū)狀況良好,其余小層水驅(qū)狀況差。
通過總結(jié)胡X區(qū)長4+5油藏開發(fā)規(guī)律,因近年來水驅(qū)矛盾逐年突出,導(dǎo)致采收率降低、遞減增大,油藏穩(wěn)產(chǎn)難度逐年增加。
常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)是改善平面、剖面矛盾控水穩(wěn)油的主體技術(shù),通過注入堵劑來封堵高滲帶,改善水驅(qū)效果,治理部分見水井及降低井組含水。
聚合物微球驅(qū)是通過微球在油藏深部駐留降低高滲通道的水流速度;室內(nèi)研究初步表明,聚合物微球主要通過深部運移、緩膨封堵實現(xiàn)深部調(diào)驅(qū),從而擴(kuò)大水驅(qū)波及體積提高采收率,但該項技術(shù)關(guān)鍵在于微球粒徑和孔喉的匹配。
區(qū)塊天然裂縫發(fā)育不明顯,多數(shù)為孔隙型見水,針對以示蹤劑監(jiān)測及動態(tài)驗證明確見水方向的井組,實施常規(guī)堵水調(diào)驅(qū),可以有效治理見水井。研究區(qū)目前累計開展常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)117井次,對應(yīng)油井見效比34.3%,見效井平均單井日增油0.8 t,累計凈增油1.6×104t,累計降水 3.8×104m3。
通過對比分析,實施堵水調(diào)驅(qū)后,見水油井含水均不同程度下降,實施效果較好。
效果一:階段遞減減小,綜合含水下降3.5%,控水降遞減效果明顯;
效果二:對比吸水剖面資料,堵水調(diào)驅(qū)后單層吸水厚度變厚,水驅(qū)動用程度大幅提高,剖面水驅(qū)狀況改善。
但是,常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)能力有限,多輪次效果變差;平均有效期僅2~3個月,認(rèn)為常規(guī)調(diào)驅(qū)僅對近井地帶優(yōu)勢通道有封堵作用,后續(xù)注水易繞流,導(dǎo)致失效。
3.2.1 實施效果 針對油藏局部含水上升較快區(qū)開展連片聚合物微球驅(qū)試驗,改善水驅(qū)效果,延長中低含水期。研究區(qū)目前累計開展微球驅(qū)335井次,對應(yīng)油井見效比45%,見效井平均單井日增油0.27 t,累計凈增油2.3×104t,累計降水 2.6×104m3。
實施連片聚合物微球驅(qū),部署不同粒徑微球,包括50 nm微球、100 nm微球、300 nm微球,均不同程度見效。
效果一:從含水率與存水率、水驅(qū)指數(shù)關(guān)系圖可以看出,實施聚合物微球驅(qū)后,綜合含水率下降,存水率保持穩(wěn)定、水驅(qū)指數(shù)上升趨勢得到控制,表明注水利用率提高,水驅(qū)狀況得到改善,開發(fā)效果好轉(zhuǎn),區(qū)塊采收率提高2.0%(見圖1~圖3)。
效果二:通過多輪次微球驅(qū),封堵優(yōu)勢通道,擴(kuò)大水驅(qū)波及體積,單向突進(jìn)得到有效控制,平面水驅(qū)趨于均勻,剖面水驅(qū)矛盾得到有效改善。
圖1 微球驅(qū)井組含水率與水驅(qū)指數(shù)關(guān)系
圖2 微球驅(qū)井組含水率與存水率關(guān)系
圖3 微球驅(qū)井組含水率與采出程度關(guān)系曲線
該區(qū)儲層平均孔隙度11.7%,平均滲透率0.69×10-3μm2,屬超低滲油藏,其中孔隙半徑 10 μm~40 μm,喉道半徑<1 μm,考慮區(qū)塊孔喉和裂縫等數(shù)據(jù),為滿足良好的注入性,保證微球可進(jìn)入孔喉和裂縫,達(dá)到深部實現(xiàn)有效封堵,匹配粒徑應(yīng)該小于100 nm。從現(xiàn)場應(yīng)用效果來看,50 nm適應(yīng)性明顯好于100 nm以及大小粒徑組合段塞。
(1)區(qū)塊見水規(guī)律復(fù)雜、水驅(qū)矛盾突出,常規(guī)注采調(diào)整改善水驅(qū)開發(fā)效果難度大。
(2)實施堵水調(diào)驅(qū)和連片微球驅(qū),能有效改善剖面及平面水驅(qū)矛盾,擴(kuò)大水驅(qū)波及體積,提高注水利用率,堵水調(diào)驅(qū)已成為長4+5油藏控水穩(wěn)油的主體技術(shù)。
(3)對于見水方向明確井組,實施常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)后,可有效降低含水,恢復(fù)油井產(chǎn)能。
(4)對油藏局部含水上升區(qū)開展連片聚合物微球驅(qū),能有效降低油井含水上升速度,延長油井低含水開發(fā)時間;通過不同粒徑微球?qū)嵤┬Ч麑Ρ?,認(rèn)為50 nm微球驅(qū)適應(yīng)性最好。
(5)針對裂縫性見水井組應(yīng)常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)和聚合物微球驅(qū)同時進(jìn)行,常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)封堵裂縫控制含水,聚合物微球驅(qū)改善水驅(qū),延長措施有效期。